>“Predecir es muy difícil, especialmente si se trata del futuro”.

“Los mercados petroleros están revalorizando rápidamente el riesgo geopolítico a medida que aumenta la probabilidad de una acción directa de EEUU contra Irán, escribió Jorge León, vicepresidente senior y jefe de análisis geopolítico de Rystad Energy. Y parecen tener en claro, subrayó el experto, que Trump es más firme a la hora de cumplir las amenazas militares que las comerciales.

La comparación con cómo se movieron los precios del petróleo antes del inicio de la guerra de 12 días del año pasado que involucró a EEUU, Israel e Irán sirve para evaluar la dinámica actual del mercado. Aquella vez en los dos días previos al ataque a las instalaciones nucleares iraníes los precios del petróleo aumentaron unos USD 3,7 el barril.
“La trayectoria actual de los precios muestra una reacción comparable, y ligeramente más fuerte”, destacó León, aunque también advirtió que no todo el reciente aumento es riesgo geopolítico. La ola de frío en EEUU y Canadá amplificó la respuesta de los precios, complicando los esfuerzos por aislar la prima geopolítica pura.
El último jueves el precio del crudo Brent -referencia para Argentina-, superó los USD 70 el barril y si bien el viernes la cotización del WTI caía por debajo de USD 65, “sigue en línea para que enero sea su mejor mes desde julio de 2023, sostenido por un premium de riesgo geopolítico en alza”, destacó por su parte Trading Economics.
En la misma línea, Rana Foroohar, columnista de Financial Times, manifestó su asombro de que los precios actuales sean hoy casi 40% más bajos que cuando Rusia invadió Ucrania (febrero de 2022). Los mercados -considera- aún subestiman el riesgo geopolítico y hasta soslayan datos relevantes.

En los próximos 3 a 5 años, las petroleras norteamericanas deberán explorar fuera de EEUU y usar su expertise para desarrollar nuevas cuencas, porque la Permian (la más productiva y corazón del boom del shale en EEUU y países como la Argentina) parece haber hecho pico, dijo Bryan Sheffield, fundador de Parsley Energy. La propia Agencia de Información Energética de EEUU pronosticó que en 2026 la producción de ese país será de 13,6 millones de barriles (igual a 2025) y empezará a declinar en 2027.

¿Cuáles son, en este contexto los próximos pasos de Vaca Muerta? Hay procesos de inversión ya lanzados, pero el ritmo productivo y el aporte de capital en los próximos años dependerá mucho de la evolución del mercado internacional.

Pese a los factores geopolíticos, la consultora energética Montamat & Asociados mantiene una visión bajista sobre el precio del petróleo. “El crudo Brent se mantiene por debajo de los USD 65 por barril desde octubre y se prevé una caída de casi 10 dólares en 2026”, dice su más reciente informe de precios.
Y agrega: “la mayoría de los analistas prevén que, tras una ligera recuperación técnica hacia el segundo trimestre, el precio tienda a estabilizarse o caer hacia los USD 55 a finales de 2026 si se confirman los excedentes de stock de hasta 2 millones de barriles diarios”.
El impacto en Argentina de la baja del crudo implica márgenes más estrechos para Vaca Muerta y mayores dificultades para los convencionales de Chubut y Santa Cruz.
Para el país, este escenario de precios “bajos pero estables” (por encima de los costos de Vaca Muerta, que rondan los USD 35-40) permite mantener el ritmo de inversión en shale, aunque con márgenes de rentabilidad más ajustados que en 2024. Un Brent a USD 60 es un punto de equilibrio delicado para Argentina, dice el informe de Montamat & Asociados.

La caída del Brent hacia la zona de los USD 60 (con proyecciones de perforar los USD 55 a mediados de 2026) impacta de manera mucho más crítica en las cuencas convencionales de Santa Cruz y Chubut (Cuenca del Golfo San Jorge) que en Vaca Muerta”, dice el informe de Montamat.

De hecho, si bien en 2025 la producción conjunta de los yacimientos petroleros de la Argentina fue de 46,1 millones de metros cúbicos de petróleo, un 13% más que en 2024, la producción Chubut registró una caída del 3,2%, a 7,2 millones de m3, casi un millón menos que hace diez años.

Mendoza tuvo un retroceso de producción del 5,2%, a poco más de 3 millones de m3, el volumen más bajo de la serie de datos de la Secretaría de Energía, que arranca en 1999.

Expresada en miles de barriles por día, la producción promedio de 2025 fue de 810.000 barriles diarios (ver arriba). Además, en diciembre se alcanzó un pico histórico de 878.000 barriles. La actividad se sostuvo con un promedio mensual de 40 pozos terminados y 29 plataformas de perforación activas.

En diálogo con Infobae, Daniel Montamat, expresidente de YPF, exsecretario de Energía y titular de la consultora Montamat & Asociados recordó que a principios del chavismo integró un grupo de especialistas que el BID envió a Caracas para evaluar la creación de un “fondo anticíclico” con los ingresos de PdVSA, la petrolera venezolana, que entonces producía 2,9 millones de barriles diarios y había llegado a producir 3,5 millones.

La La duda sigue siendo el nivel de recapitalización. “Si se limita a Chevron y la producción remonta a 1,3 o 1,4 millones de barriles, eso no cambia el panorama. En todo caso, la geopolítica está haciendo que los precios sean muy volátiles”, enfatizó Montamat, quien también recordó el fin del proceso de acumulación de inventarios petroleros de China.
Para el especialista, sin embargo, más que las proyecciones de exportación de petróleo y gas, importa cómo Argentina use intermanete esos recursos. “Vaca Muerta es 70% gas, y con el gas a menos de USD 3 el millón de BTU tenemos muchas posibilidades de encadenar procesos productivos: fertilizantes, petroquímica, vehículos pesados con motor a gas en vez de gasoil, industrias electro-intensivas, alimentar centros de datos para Inteligencia Artificial”, enumeró. Pero para eso, advirtió, hay que seguir reduciendo la tasa de riesgo país –que pone un piso al costo del capital- y los costos de producción en Vaca Muerta.

Luciano Codeseira, codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral, describió el momento actual como un punto de tensión entre variables favorables y restricciones crecientes.

La dinámica internacional se caracteriza por una mayor sensibilidad a los eventos geopolíticos y cambios en el mapa energético global. En ese marco, Codeseira destacó una característica central del shale frente a la producción convencional.

Pero esa capacidad de adaptación no elimina los requisitos estructurales del desarrollo. “Esa flexibilidad no reemplaza una condición básica: Vaca Muerta sigue necesitando inversiones intensivas y de largo plazo en infraestructura, como oleoductos, almacenamiento y capacidad exportadora. Sin esos activos, el potencial productivo no se puede transformar en valor económico”, advirtió Codeseira.

“La experiencia internacional muestra que, en contextos de alta incertidumbre geopolítica, los inversores no miran solo la calidad del recurso. También evalúan la estabilidad macroeconómica, la previsibilidad regulatoria y la consistencia de las políticas públicas”, sostuvo Codeseira.

Los movimientos en productores relevantes amplifican tendencias más amplias. “Lo que ocurre en Venezuela no define por sí solo el futuro de Vaca Muerta, pero sí amplifica tendencias que ya existen: en un mundo donde la geopolítica vuelve a dominar la agenda energética, los países que logren reducir sus vulnerabilidades internas serán los que puedan captar mejor las oportunidades externas”, agregó.

La discusión sobre el rol de los hidrocarburos se da, además, en paralelo al debate global sobre la descarbonización. Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, planteó que la estrategia argentina se apoya en un enfoque pragmático, alineado con la demanda energética mundial. “El desafío no es dejar de producir hidrocarburos, sino reducir sus emisiones con eficiencia, tecnología y mecanismos de captura”, afirmó.

“Duplicar la producción para la exportación implicaría un aumento de apenas 6%, volumen que puede compensarse mediante captura natural y eficiencia”, dijo Carnicer.

“Así como la tecnología es la esperanza para un mundo con menos emisiones, la misma ya participa para lograr hidrocarburos sin emisiones”, afirmó Carnicer al mencionar herramientas como la captura, las soluciones basadas en la naturaleza, la eficiencia energética y la electrificación.

Desde la óptica empresarial, Leonardo De Lella, ;Managing Director & Partner de BCG, analizó los desafíos para que Vaca Muerta dé un salto adicional en producción. “Vaca Muerta ha demostrado que puede escalar producción de forma consistente y eficiente, lo que confirma la madurez operativa del play. Sin embargo, para dar un salto significativo en producción se requiere un entorno que permita sostener inversiones”, destacó.

De Lella precisó que la rentabilidad del shale argentino sigue siendo competitiva por la calidad del crudo y las eficiencias alcanzadas, con precios de equilibrio en torno a USD 45 por barril. No obstante, advirtió que niveles más bajos de precios internacionales “comprimen márgenes y, por ende, la generación de flujo de caja que se puede reinvertir”.

La infraestructura vuelve a aparecer como un eje central. “La expansión y mejora de la infraestructura es un factor prometedor, pero requiere consolidación.

VMOS es un pilar clave y representa una palanca fundamental para Vaca Muerta, al reducir costos de evacuación, facilitar el acceso a mercados internacionales y mejorar su competitividad”, explicó De Lella, quien también mencionó la necesidad de avanzar en mejoras viales para reducir costos logísticos.

Si bien precios del Brent en torno a USD 55 podrían afectar la capacidad de reinversión, Luciano De Lella sostuvo que el impacto de Venezuela será limitado en el corto plazo. “Incluso bajo escenarios de normalización de políticas y entrada de capital externo, incrementos productivos serán graduales y se extenderán por varios años”, evaluó.

En conjunto, las definiciones de los especialistas convergen en un diagnóstico común: el escenario internacional presenta oportunidades para Vaca Muerta, pero exige condiciones internas que reduzcan riesgos, consoliden la infraestructura y mejoren la competitividad.

Fuente: telam